Диспетчерские пункты в системе электроснабжения

4 Требования к формированию диспетчерских наименований электрических станций

4.1 Диспетчерские наименования электрических станций высшим классом напряжения 330 кВ и выше должны однозначно определять их в пределах Единой энергетической системы России.

Диспетчерские наименования электрических станций высшим классом напряжения 220 кВ и ниже должны однозначно определять их в пределах территориальной энергосистемы.

4.2 Диспетчерское наименование, присваиваемое электрической станции, должно иметь лаконичное орфографическое написание и четкое фонетическое звучание, исключающее неоднозначность толкования.

4.3 Для диспетчерского наименования строящейся электрической станции рекомендуется использовать названия субъектов Российской Федерации, административно-территориальных единиц, в которых они расположены, близлежащих географических и промышленных объектов, населенных пунктов, фамилии исторических личностей, известных ученых, писателей и т.п.

4.4 Для диспетчерского наименования существующей электрической станции следует использовать существенную (значимую) часть полного (сокращенного) фирменного наименования соответствующего юридического лица или наименования его филиала (см. примеры в таблице 1).

Таблица 1

N при- мера	Фирменное наименование юридического лица (его филиала)	Диспетчерское наименование электрической станции
1	ОАО «Красноярская ГЭС»	Красноярская ГЭС
2	ОАО «Монди СЛПК»	ТЭЦ Монди СЛПК
3	Филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» Смоленская АЭС	Смоленская АЭС
4	Филиал ОАО «Энел ОГК-5» Рефтинская ГРЭС	Рефтинская ГРЭС
5	Филиал ОАО «Генерирующая компания» Заинская ГРЭС	Заинская ГРЭС
6	Филиал ОАО «ТГК-9» Пермская ТЭЦ-6	Пермская ТЭЦ-6
7	Филиал ОАО «РусГидро» — «Волжская ГЭС»	Волжская ГЭС

4.5 Структура диспетчерского наименования электрической станции должна быть следующей:

А

п

Б

В

Г

где А — название электрической станции;

п — пробел;

Б — аббревиатура, обозначающая тип электрической станции (ТЭЦ, АЭС и т.п.);

В — дефис;

Г — порядковый номер.

Примеры

1 Костромская ГРЭС.

2 Курская АЭС.

3 Северо-Западная ТЭЦ.

4 Саяно-Шушенская ГЭС.

5 Чеченская СЭС.

6 Мутновская ГеоЭС.

7 Анадырская ВЭС.

8 Казанская ТЭЦ-2.

4.6 Диспетчерские наименования электрических станций должны иметь русскоязычное написание.

4.7 При присвоении диспетчерских наименований электрическим станциям запрещается использовать сокращения.

Примеры

1 Ленинградская АЭС — недопустимо ЛАЭС.

2 Конаковская ГРЭС — недопустимо КонГРЭС.

4.8 При присвоении диспетчерского наименования электрической станции запрещается использовать диспетчерские наименования, дублирующие диспетчерские наименования существующих электрических станций путем добавления цифрового наименования, а также электрических станций других типов или классов напряжения.

4.9 Диспетчерское наименование строящейся электрической станции определяется собственником или иным законным владельцем электрической станции и согласовывается с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, в зоне диспетчерской ответственности которого она расположена, на этапе согласования с ним задания на разработку проектной документации.

4.10 Изменение диспетчерского наименования существующей электрической станции, в том числе по причинам, не связанным с реконструкцией электрической станции, должно осуществляться с соблюдением требований настоящего стандарта по согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, в зоне диспетчерской ответственности которого она расположена.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 24291, ГОСТ Р 55608, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 диспетчерское наименование: Точное название объекта электроэнергетики (электростанции, подстанции, переключательного пункта, линии электропередачи), основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики, устройств релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления, оборудования автоматизированных систем диспетчерского управления, которое однозначно определяет оборудование или устройство в пределах одного объекта электроэнергетики и объект электроэнергетики в пределах операционной зоны диспетчерского центра.

Примечания

1 Диспетчерские наименования объектов электроэнергетики и оборудования должны быть указаны на нормальных схемах электрических соединений объекта электроэнергетики, утверждаемых его собственником или иным законным владельцем.

2 Применение диспетчерских наименований линии электропередачи, основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики, устройств релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления, оборудования автоматизированных систем диспетчерского управления обязательно при разработке оперативной документации, ведении оперативных переговоров, производстве переключений и т.д.

3.1.2 присоединение: Электрическая цепь (оборудование и шины) одного назначения, наименования и напряжения, присоединенная к шинам распределительного устройства, генератора, щита, сборки и находящаяся в пределах электростанции, подстанции и т.п.

Примечание — Электрические цепи разного напряжения одного силового трансформатора, одного двухскоростного двигателя считаются одним присоединением. В схемах многоугольников, полуторных и т.п. схемах к присоединению линии, трансформатора относятся все коммутационные аппараты и шины, посредством которых эта линия или трансформатор присоединены к распределительному устройству.

3.1.3 территориальная энергосистема: энергосистема в пределах территории одного или нескольких субъектов Российской Федерации.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АТ	— автотрансформатор;
АЭС	— атомная электростанция;
В	— выключатель;
ВЛ	— воздушная линия электропередачи;
ВЭС	— ветроэлектростанция;
ГАЭС	— гидроаккумулирующая электростанция;
ГеоЭС	— геотермальная электростанция;
ГРЭС	— государственная районная электростанция;
ГЭС	— гидроэлектростанция;
ЗН	— заземляющий нож разъединителя;
ЗНВ	— заземляющий нож разъединителя в сторону выключателя;
ЗНЛ	— заземляющий нож разъединителя в сторону линии;
КВЛ	— кабельно-воздушная линия электропередачи;
КЛ	— кабельная линия электропередачи;
ЛР	— линейный разъединитель;
ЛЭП	— линия электропередачи;
ОВ	— обходной выключатель;
ОПН	— ограничитель перенапряжений;
ПП	— переключательный пункт;
ПС	— подстанция;
РП	— распределительный пункт;
РУ	— распределительное устройство;
СВ	— секционный выключатель;
СШ	— система шин;
СЭС	— солнечная электростанция;
ТР	— трансформаторный разъединитель;
ТЭС	— тепловая электростанция;
ТЭЦ	— теплоэлектроцентраль;
ШСВ	— шиносоединительный выключатель.

Должен знать.

3.1. Дежурный диспетчер ОДГ РЭС должен знать:

• инструкцию диспетчера РЭС, все должностные, производственные инструкции и инструкции по охране труда согласно утвержденного перечня;
• постановления, распоряжения, приказы вышестоящих органов, методические нормативные и другие руководящие материалы по вопросам оперативного управления;
• Правила безопасной эксплуатации электрических установок. (ДНАОП 1.1.10-1.01-97). Киев. 2000г.1; 3; 4; 5; 6- 8; 12(12.8 -12.10); 13.1; 15; 16 (16.1 -16.3; 16.6 -16.8); 17 (17.1 -17.3); 20; 21; 22; 23; Приложение 1 -4;
• Правила устройства электроустановок.(ББК 31.277).Москва. Энергоатомиздат.1985г. Раздел 1 гл.1.1.1.1.1. – 1.1.40.); 1.2.(1.2.1. -1.2.24.); 1.3.(1.3.1. -1.3.33.); 1.4.(1.4.1. -1.4.22.); 1.5.(1.5.1. -1.5.44.); 1.6.(1.6.1. -1.6.15.); 1.7.(1.7.1. – 1.7.14.); 1.8.(1.8.1. -1.8.12.; 1.8.16. – 1.8.18; 1.8.20.- 1.8.22.; 1.8.24.; 1.8.29. -1.8.34; 1.8.36 – 1.8.38.); Раздел 2 гл. 2.3.; 2.4.; 2.5.; 3.1.; 3.3.(3.3.1. -3.3.42.); 4.1.; 4.2.
• Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. (ГКД34.20.507-2003). Киев. 2003г.; 1; 3; 5(5.3.; 5.6.; 5.8.); 6; 12( 12.3.; 12.4.; 12.7 -12.9.; 12.11. -12.13.); 13( 13.1.; 13.4.-13.8.);
• Правила пожарной безопасности в компаниях, на предприятиях и в организациях энергетической отрасли Украины. ( ГКД 34.03.303-99 ). Львів. Каменяр. 1999г.; В полном объеме;
• Правила эксплуатации электрозащитных средств.(ДНАОП 1.1.10-1.07-01). Киев. 2001г. В полном объеме;
• Правила безопасной работы с инструментом и приспособлениями. (ДНАОП1.1.10-1.04-01). Киев. „Форт”. 2001г. В полном объеме;
• Правила проведения противоаварийных тренировок работников электрических станций и сетей Минэнерго Украины. (ГКД34.12.201-97). УНПО „Энергопрогресс”. Киев. 1997г.
• Положение «Об обучении по вопросам охраны труда» (ДНАОП 0.00-4.12-99). Утверждено приказом Комитета по надзору за охраной труда Украины от 17.02.99г. № 27.
• Инструкцию по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования.(ББК 54.58). Москва. Энергоатомиздат. 1987г.
• Правила пользования электрической энергией. Утверждены постановлением Национальной комиссии регулирования электроэнергетики Украины от 3107.96г. № 28. В полном объеме;
• Плавила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. Харьков «ФОРТ», 2002г. Киев. В полном объеме;
• Инструкцию по расследованию и учету технологических нарушений на объектах электроэнергетики и в объединенной энергетической системе Украины. /СОУ – Н МПЕ 40.1.08.551:2004/ . ОЕП «ГРIФРЕ». Київ 2005.
• Положение об ОДГ, положение о РЭС;
• Порядок расследования и ведения учета н/с, профзаболеваний и аварий на производстве. Утвержден постановлением Кабинета Министров Украины от 25.08.04г. № 1112.;
• Правила внутреннего распорядка;
• Закон об энергетике;
• основы трудового законодательства;
• порядок включения нового и реконструированного оборудования;
• порядок допуска персонала СМО к работам в действующих электроустановках;
• порядок вывода оборудования в ремонт и ввода его в работу или резерв;
• организацию подготовки рабочих мест при ремонте оборудования /оформление заявок, нарядов/;
• назначение, принцип действия, оперативное обслуживание, конструктивные особенности, территориальное распоряжение оборудования и коммутационных аппаратов сети;
• назначение и основные параметры оборудования трансформаторных подстанций и линий электропередачи, состоящих на балансе РЭС и находящихся в оперативном ведении диспетчера ОДГ РЭС;
• электрические схемы объектов сети, находящихся в его оперативном управлении или ведении;
• электрическую схему, конфигурацию, основные параметры и режим работы сети;
• порядок ликвидации аварий в сетях и нарушений работы электрооборудования;
• порядок и технологию оперативных переключений;
• структуру и организацию диспетчерского управления сети;
• порядок ограничения и отключения потребителей;

Возможно, вам также будет интересно

В конце октября в Москве состоялся форум Wonderware-2018, ключевой темой которого стала «Цифровая трансформация производства и IIoT». Один из шагов к цифровой трансформации предприятия продемонстрировала компания «Норникель», представив доклад о создании хранилища технологических данных. Возможностям, которые может дать такое хранилище, и результатам проекта посвящена данная статья.

Уличное освещение является одним из основных потребителей электроэнергии, поэтому энергоэффективное управление является одной из важнейших задач в этой области. Свет на улицах должен гореть в нужное время и при любых обстоятельствах, поэтому необходимо обеспечивать безаварийную работу и диспетчеризацию системы освещения. Необходимо знать, сколько ламп перегорело, есть ли электричество на вводе …

Цифровое управление энергетикой, внедрение интеллектуальных счетчиков, энергонакопителей и цифровых двойников, а также децентрализацию, развитие микросетей, ВИЭ, использование аналитики больших данных для повышения эффективности и создания новых продуктов и другие инновационные технологии в третий раз обсудят участники Всемирного саммита по «умной» энергетике — World Smart Energy Summit Russia, который пройдет 26–27 марта 2019 года в Москве, в Event Hall «Даниловский».
Саммит представит более 90 практических кейсов от лидеров рынка.
Хедлайнерами World Smart Energy Summit Russia в 2019 году …

3.3.101

Для рационального использования аппаратуры
телемеханики и каналов связи при обеспечении необходимой надежности и
достоверности передачи информации допускается:

1. Телеизмерение мощности нескольких параллельных линий
электропередачи одного напряжения выполнять как одно телеизмерение суммарной
мощности.

2. Для телеизмерения по вызову на контролируемом пункте
применять общие устройства для однородных измерений, а на диспетчерских пунктах
— общие приборы для измерений, поступающих с разных контролируемых пунктов; при
этом должна быть исключена возможность одновременной передачи или приема
измерений.

3. Для сокращения объема телеизмерений рассматривать
возможность замены их телесигнализацией предельных значений контролируемых
параметров или устройствами сигнализации и регистрации отклонений параметров от
установленной нормы.

4. Для одновременной передачи непрерывных телеизмерений и
телесигнализации использовать комплексные устройства телемеханики.

5. Работа одного передающего устройства телемеханики на
несколько диспетчерских пунктов, а также одного устройства телемеханики
диспетчерского пункта на несколько контролируемых пунктов, в частности для
сбора информации в городских и сельских распределительных сетях.

6. Ретрансляция на диспетчерский пункт предприятия
электросетей с диспетчерских пунктов участков электрифицированных железных
дорог телесигнализации и телеизмерений с тяговых подстанций.

Аппаратная часть автоматизации электроснабжения

Основу системы автоматизации и диспетчеризации электроснабжения составляют свободно программируемые контроллеры и сервера автоматизации (программное обеспечение). Совместимость между компонентами обеспечивается едиными протоколами взаимодействия, специальными шлюзами и OPC-серверами. В качестве простого аналога можно привести преобразователи RS-485 – USB и т.п.

Полевыми исполнительными устройствами являются управляемые автоматические выключатели, магнитные пускатели, реле. Каждая значимая ветвь токоприемников дополняется контрольно-измерительной аппаратурой.

Наиболее широко распространенные протоколы, применяемые в автоматизации систем электроснабжения общественных и промышленных зданий – LonWorks, ModBus и BackNet. Объединение распределенных систем часто осуществляется через TCP/IP сети.

Итак, автоматизированная система диспетчеризации и управления системой электроснабжения это аппаратно-программный комплекс, включающий в себя контроллеры, полевые устройства, средства для сбора данных, каналы связи, программы их обработки на ПЭВМ.

Основные задачи, выполняемые АСДУ:

• Автоматическое управление;
• Мониторинг, контроль, оперативное ручное управление;
• Учёт и контроль качества электроэнергии.

Наиболее часто, внедрение систем АСДУ для электроснабжения происходит в ограниченном режиме. Это связано с тем, что электроэнергия относительно дешева, а стоимость системы высока.

3.3.88

Средства телемеханики (телеуправление,
телесигнализация, телеизмерение и телерегулирование) должны применяться для
диспетчерского управления территориально рассредоточенными электроустановками,
связанными общим режимом работы, и их контроля. Обязательным условием
применения средств телемеханики является наличие технико-экономической
целесообразности (повышение эффективности диспетчерского управления, т.е.
улучшение ведения режимов и производственных процессов, ускорение ликвидации
нарушений и аварий, повышение экономичности и надежности работы
электроустановок, улучшение качества вырабатываемой энергии, снижение
численности эксплуатационного персонала и отказ от постоянного дежурства
персонала, уменьшение площадей производственных помещений и т. п.).

Средства телемеханики могут применяться также для
телепередачи сигналов систем АРЧМ, противоаварийной автоматики и других
системных устройств регулирования и управления.

Энергосбережение в автоматизированных системах управления электроснабжением

Одна из наиболее важных задач, решаемых при внедрении любой системы автоматизации – сбережение энергоресурсов и экономия на владении зданием.

Сбережение энергии с учетом данных АСУ может осуществляться в пассивном и активном режимах.

Пассивные меры предполагают применение фундаментальных законов физики в конструкции здания, в принципах действия применяемого оборудования, в частности пассивное сбережение представлено рядом мероприятий:

• Для освещения использовать светильники, у которых большая светоотдача при меньшем потреблении энергии (светодиодные, галогенные, ртутные светильники, энергосберегающие лампы накаливания);
• Установка датчиков освещенности для управления освещением;
• Использование современных теплоизоляционных материалов;
• Утепление оконных проемов;
• Выбор энергетических устройств с максимальным КПД;
• Применение возобновляемых источников электроэнергии;
• Другие, неотъемлемые от системы мероприятия.

Активное управление энергосбережением

Активное управление электроснабжением в здании направлено на разработку алгоритмов работы всей системы с целью реализации максимального энергосбережения. Например, одновременная работа батареи и кондиционера возможна только при взаимном информационном обмене в рамках единого алгоритма управления. Такая система включает следующие мероприятия:

• Оптимизация и синхронизация режимов работы ИТП, теплового оборудования и тепловыделяющего оборудования;
• Синхронизация работы топливных генераторов и АКБ с повышением КПД использования выработанной электроэнергии;
• Установка датчиков присутствия или интеграция с системой СКУД для управления освещением и отоплением;
• Использование датчиков «спящего режима»;
• Управление отоплением помещения по таймеру, в режимах «день/ночь», с зонированием помещения;
• Контроль электрического оборудования через ПК;
• Балансировка нагрузок в электросетях посредством системы компенсации реактивной мощности;
• Сопоставление данных о состоянии систем здания с целью выявления причин повышенного энергопотребления;a
• Как результат указанных мероприятий – корректировка алгоритмов управления зданием.

Первый этап активного энергосбережения подразумевает анализ профиля электропотребления систем, совместно с профилями работы инженерных систем здания.

Второй этап – установка причинно-следственных связей.

Третий этап – выдвижение гипотез и разработка новых алгоритмов взаимодействия систем.

Четвертый этап – внедрение алгоритмов и проверка гипотез и переход на первый этап.

Этапы приведены условно. Существует мнение, активное энергосбережение – это то ради чего и разрабатывается проект любой интеграции инженерных систем. Если отсутствует ежедневная работа в направлении снижения энергопотребления «при прочих равных», то система используется не полностью.

ВЗАИМООТНОШЕНИЯ.

6.1. Диспетчер РЭС выполняет все технические распоряжения гл.инженера, зам.главного инженера , начальника и гл.инженера РЭС, зам.начальника РЭС
по оперативной работе, начальника службы распредсетей.
6.2. Взаимоотношения между диспетчером РЭС и оперативным персоналом других РЭС и групп подстанций, а также персоналом абонентских установок определяются эксплуатационным соглашением — инструкцией о взаимоотношениях.
6.3. Диспетчер РЭС осуществляет руководство непосредственно подчиненными оперативными и оперативно-производственными работниками района электрических сетей в течении смены.
6.4. Диспетчер РЭС выполняет распоряжения диспетчера ОДС в части оперативного управления электросетями.

3.3.90

Телеуправление должно предусматриваться в объеме,
необходимом для централизованного решения задач по установлению надежных и
экономически выгодных режимов работы электроустановок, работающих в сложных
сетях, если эти задачи не могут быть решены средствами автоматики.

Телеуправление должно применяться на объектах без
постоянного дежурства персонала, допускается его применение на объектах с
постоянным дежурством персонала при условии частого и эффективного
использования.

Для телеуправляемых электроустановок операции
телеуправления, так же как и действие устройств защиты и автоматики, не должны
требовать дополнительных оперативных переключений на месте (с выездом или
вызовом оперативного персонала).

При примерно равноценных затратах и технико-экономических
показателях предпочтение должно отдаваться автоматизации перед телеуправлением.

Основные функции системы автоматизации электроснабжения

Диспетчерское, дистанционное или автоматическое управление электроснабжением разрабатывается для решения следующих задач:

• Повышения оперативности в управлении;
• Повышения надежности электроснабжения;
• Контроль состояния кабельных линий электроснабжения;
• Снижение нецелевых затрат энергоресурсов;
• Аналитическое информирование, позволяющее своевременно планировать ремонт оборудования, проводить оптимизацию системы;
• Обеспечение потребителей непрерывным бесперебойным питанием;
• Контроль качества электроэнергии в нормальном, и аварийном режимах;
• Экономия денежных средств на диагностике и ремонте;
• Ведение учета электроэнергии;
• Своевременное оповещение о неполадках в работе системы.

При наличии диспетчерского, автоматического или дистанционного управления электроснабжением обеспечивается работоспособность оборудования в моменты отключения централизованного электроснабжения.

Примеры диспетчерских наименований элементов схем соединений

Рисунок Б.1 — Схема РУ 220 кВ типа «две рабочие и обходная системы шин»

Рисунок Б.2 — Схема РУ 500 кВ типа «трансформаторы — шины с присоединением линий через два выключателя»

Рисунок Б.3 — Схема РУ 330 кВ типа «треугольник»

Рисунок Б.4 — Схема РУ 500 кВ типа «трансформаторы — шины с полуторным присоединением линий»

__________________________________________________________________________________

УДК 621.311:006.354 ОКС 27.010 ОКП 01 1000

Ключевые слова: диспетчерские наименования, объекты электроэнергетики, оборудование, устройства

__________________________________________________________________________________

Проект автоматизации и диспетчеризации системы электроснабжения

В гражданском строительстве, по определенным причинам, для системы электроснабжения обычно выполняется проект автоматического ввода резерва и диспетчеризации. Это связано с дороговизной оборудования, ограничением бюджета и дешевизной труда специалиста в РФ.

При строительстве промышленных объектов от качества электроснабжения зависит качество выпускаемой продукции, ущерб от репутационных потерь может значительно превысить затраты на внедрение системы, особенно с учетом того, что при строительстве сложных производственных процессов вкладываются значительные суммы в организацию резервирования по питанию, в этом случае, стоимость автоматизации получается относительно не высокой.

Основными целями создания системы АДИС являются:

– повышение эффективности и качества работы инженерных систем; – создание единого информационного пространства всей зоны; – экономия используемых ресурсов; – управление параметрами и режимами работы инженерных систем с целью удовлетворения

требований строительных и санитарных норм, а также создания необходимых комфортных условий. ЦДП предназначена для:

– сбора, обработки, хранения данных о состоянии инженерных систем; – диагностики состояния инженерных систем в реальном времени; – визуализация параметров и процессов систем жизнеобеспечения объектов ОЭЗ ТВТ; – оперативный учет расхода ресурсов.

Настоящим проектом предусматривается организация центрального диспетчерского пункта системы АДИС в здании центра инноваций и технологий.

Характеристика объектов автоматизации

Центральный диспетчерский пункт входит в состав системы автоматизации и диспетчеризации инженерных систем «Объекты инфраструктуры ОЭЗ ТВТ на территории г.Томска (участок №1, район Академгородка)».

Объект строительства расположен на территории города Томска (район Академгородка). Климат характеризуется согласно СНиП 23.01.99 (строительная климатология), как резко континентальный и относится к нормальной зоне влажности и характеризуется следующими показателями:

– климатический район l В (СНиП 23-01-99); – абсолютная минимальная температура воздуха минус 55 °С; – температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки минус 40 °С; – снеговая нагрузка 240 кг/м2 (СНиП 2.01.07-85*); – ветровая нагрузка 38 кг/м2 (СНиП 2.01.07-85*); – средняя годовая температура воздуха составляет минус 0,5 °С; – средняя минимальная температура воздуха наиболее холодного месяца (январь) минус 19,1 °С; – средняя максимальная температура воздуха наиболее жаркого месяца (июль) плюс 24,20 °С; – среднегодовое количество осадков – 535 мм; – среднегодовая скорость ветра 3,6 м/с; – преобладающими являются южные (33 %) и юго-западные (15 %) ветра.

Рельеф участка спокойный, с понижением в юго-восточном направлении. Наибольшая абсолютная отметка поверхности – 173,05 м, наименьшая – 167,90 м.

Центральный диспетчерский пункт располагается в здании центра инноваций и технологий в специально отведенном помещении.

Термины и определения

Присоединение – Электрическая цепь (оборудование и шины) одного назначения, наименования и напряжения, присоединенная к шинам РУ, генератора, щита, сборки и находящаяся в пределах электростанции, подстанции и т.п. Электрические цепи разного напряжения одного силового трансформатора (независимо от числа обмоток), одного двухскоростного электродвигателя считаются одним присоединением. В схемах многоугольников, полуторных и т.п. схемах к присоединению линии, трансформатора относятся все коммутационные аппараты и шины, посредством которых эта линия или трансформатор присоединены к РУКлючевые элементы присоединения – элементы, лежащие в основе присоединения, их наименование используется в наименовании присоединения.

Правило группировки – правило, по которому элементы на схеме группируются в присоединение.

Простое присоединение – присоединение, содержащее один элемент, образующий присоединение.

Сложное присоединение – присоединение, в котором находятся несколько элементов, образующих присоединение (присоединения нескольких фидеров 6-10 кВ на одном выключателе, возможно ТСН + фидеры, и т.п.).

Соединение  – группа соединенных между собой элементов и ограниченная со всех сторон шинами

Простая цепь – цепь элементов схемы, не имеющая ветвлений.

Пример второй: электросетевая компания

Второй пример автоматизации распределенных объектов был реализован для «Кузбасской энергосетевой компании» (КЭнК) в г. Кемерово, которая занимается внедрением автоматизированной системы диспетчерского контроля и учета энергопотребления электросетевой компании (АСДКУЭ).

АСДКУЭ обеспечивает сбор данных с оборудования, установленного на линиях электропередачи, распределительных и трансформаторных подстанциях, обработку и передачу собранных данных в диспетчерские пункты головных офисов и филиалов электросетевых компаний, а также реализует функции диспетчерского управления оборудованием и мониторинга его состояния (рис. 3) — в частности, дистанционное управление фидерами, в том числе в условиях экстремально низких температур.

Рис. 3. Архитектура АСДКУЭ

Работы по созданию и вводу в эксплуатацию первой очереди АСДКУЭ были выполнены НПФ «КРУГ» совместно с персоналом КЭнК, а последующие очереди АСДКУЭ сотрудники предприятия уже реализовали самостоятельно (пример видеокадра системы представлен на рис. 4). Сейчас специалисты НПФ «КРУГ» осуществляют только поставку требуемого оборудования и программного обеспечения, а также при необходимости оказывают техническую поддержку.

Рис. 4. Однолинейная схема электроснабжения одного из районов

Поэтапное внедрение АСДКУЭ началось в 2012 г. К 2018 г. системой охвачены 147 подстанций и 125 реклоузеров. Автоматизированные рабочие места диспетчеров под управлением SCADA КРУГ-2000 расположены в головном офисе и двадцати филиалах компании, в системе функционирует более 320 контроллеров DevLink-C1000. Внедрение системы уже дало результаты, а именно:

• уменьшение общего времени обесточивания потребителей энергии, поставляемой компанией, в 4–5 раз;
• снижение количества обесточенных потребителей в 3–4 раза;
• снижение недоотпуска электроэнергии, связанного с аварийными отключениями, ориентировочно в три раза;
• значительное повышение «наблюдаемости» системы, до 95%;
• оптимизирована работа оперативно-выездных бригад с сокращением количества и продолжительности выездов.